Таким образом, получили, что необходим перевод линии 1-5 с 35 на 110 кВ. Новая линия 5-6 имеет 110 кВ.

3.3.3 Выбор сечений проводов

Критерием для выбора сечений проводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Выбор сечений проводов производится на основе метода экономических токовых интервалов в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, материала и цепности опор.

Район по гололеду: I

Тип опор: ВЛ–110 кВ – железобетонные (Ж/Б), ВЛ–35 кВ – стальные.

Число цепей: N = 2

Находим расчетную токовую нагрузку:

Выбираем сечение провода по таблице 7.8 [2]:

Выбранное сечение провода необходимо проверить по трем условиям:

Произведем выбор проводов для всех линий, а так же проверим их по трем условиям. Результаты сведем в таблицу (см. приложение 7).

Аналогично для второго варианта (см. табл. П7.2, приложение 7).

3.3.4 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов двухтрансформаторных подстанций определяется аварийным режимом трансформатора. Мощность необходимо выбрать такой, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся трансформатор мог обеспечивать, с допустимой аварийной перегрузкой 40% в течение 5 суток длительностью не более 6 часов в сутки, бесперебойное электроснабжение потребителей.

Все подстанции – двухтрансформаторные.

Найдем полную максимальную мощность, протекающую через трансформатор:

Выбираем трансформатор с РПН (регулированием напряжения под нагрузкой). Сначала на нагрузочную способность проверяем трансформатор с ближайшей меньшей к SТР.РАСЧ. мощностью.

Найдем эквивалентную начальную нагрузку:

Найдем эквивалентную нагрузку для периода перегрузки.

По таблице 1.36 [3] для данной системы охлаждения при заданной температуре окружающей среды в послеаварийном режиме находим К2доп , если К2доп < К2 , то по нагрузочной способности трансформатор не проходит.

Тогда проверяем по нагрузочной способности трансформатор со следующей по шкале мощностью.

Проверим возможность использования трансформатора ПС1 ТРДН-40000/110, а так же выберем трансформатор ПС6 и ПС5 во 2-м варианте (замена трансформатора 35 кВ на 110 кВ). Расчет представлен в приложении 8.

3.3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

В предыдущих пунктах для двух вариантов схем было выбрано номинальное напряжение линий, сечения проводников и трансформаторы у потребителей. Для дальнейшего выбора одного варианта из двух, необходимо провести их технико-экономический расчёт. Наиболее рациональным будет вариант с минимумом приведенных затрат.

Рассмотрим только вновь сооружаемую часть схемы: ВЛ6, ВЛ7, ПС6, а так же учтем изменения в существующей схеме: ПС1(ОРУ ВН и трансформаторы), ВЛ5 и ПС5 (перевод линии и подстанции с 35 кВ на 110 кВ во втором варианте).

Выполнив расчеты получили:

З1 = 0,12·2653 + 222,63 = 541 тыс. руб.

З2 = 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.

Подробно результаты расчета представлены в приложении 9.

Оценим разницу в % : |З1 – З2| / З1 = (589-541) /541 = 0,089 = 8,9%

Разница в затратах двух вариантов составляет более 5%, значит для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант 1.

3.4 Расчёты параметров основных режимов работы сети

3.4.1 Составление схемы замещения и определение её параметров

Расчётная схема электросети составляется из схем замещения линий электропередачи, трансформаторов, автотрансформаторов, реакторов, батарей конденсаторов.

В подразделе 3.3 выполнено технико-экономическое сравнение выбранных вариантов сети и вариант 1 принят как лучший для дальнейших расчётов.

Дальнейший расчёт ведём для варианта 1.

 ,где

N-число цепей линии, Ro (Ом/км) -погонное активное сопротивление линии,

Хо (Ом/км) - погонное индуктивное сопротивление линии,

Во (См/км 10-4)- погонная проводимость линии,

L(км)-длина линии

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивление необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.

Рис.3.1 Схема замещения электрической сети

3.4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок

Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения:

1)загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потоком мощности;

2)сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;

3)уровня напряжения в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах; потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь;

При анализе ожидаемых в перспективе установившихся режимов следует различать расчетные длительные (регулярные) потоки мощности по сети, которые могут иметь место в нормальных режимах работы энергосистем, и расчетные максимальные (нерегулярные) потоки, определяемые случайными отклонениями от нормальных режимов.

На формирование потоков реактивной мощности кроме факторов, определяющих потоки активной мощности, значительное влияние оказывают потери реактивной мощности в сети и зарядная мощность линии. Обычно рассматриваются следующие режимы работы:

1) Режим наибольших нагрузок;

2) Режим наименьших нагрузок;

3) Послеаварийные режимы:

а) Отключение одной цепи наиболее загруженной линии в режиме зимнего максимума

б) Отключение одного из двух трансформаторов (наиболее мощного) в режиме зимнего максимума.

Расчёт режимов электрической сети произведём с помощью ЭВМ программой RUR (E\RUR\rur.exe).

Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе в зимний период.

Исходные данные для расчета рекомендуется подготовить в следующей последовательности:

1. Составить граф электрической сети (рис.3.12).

 2. Параметры узлов, параметры ветвей оформить в виде таблиц.

 Ввод исходных данных производится следующим образом. Создается единая информационная база данных, где под каждый элемент отводится своя унифицированная форма записи.

Форма записи для узлов:

Номер узла, код узла (признак задания исходных данных) Uo, P; Q.

 Код= | 3, исходные данные (Р,Q);

 | 2, введение дополнительного узла, исходные данные (δ,Q)

 | 1, опорные узлы, исходные данные (U, Р);

 | 0, балансирующий узел совмещен с базисным, исходные данные(U,δ)

Uо[кВ] - либо номинальное напряжение, либо напряжение, которое будет задаваться.

Р[МВт], Q[Мвар] - активная и реактивная мощность нагрузки или генерации в узлах.

Форма записи для ветвей:

Номера начала и конца ветви, R, Х [Ом] - соответственно активное и реактивное сопротивление ветви; G, В [мкСм] - соответственно действительная и мнимая составляющая поперечной проводимости (для ВЛЭП задается на всю длину), Кт и -модуль и аргумент коэффициента трансформации.

Для линий электропередачи используется II-образная схема замещения, а для трансформаторных ветвей – Г-образная схема замещения.

Проводимости G и В тpaнcфopмaтоpа приводятся к напряжению начала ветви, сопротивления R и Х - к напряжению конца ветви. Началом трансформаторной ветви является низшее напряжение Кт=Ui/Uj. Признак воздушной ЛЭП (ВЛЭП) Кт=0. Для ВЛЭП В<0 - емкостной характер, для трансформатора В>0 - индуктивный характер.

В расчетной схеме узлы нумеруются в произвольной последовательности, начиная с первого. Базисному узлу присваивается наибольший номер.

Результаты расчета и исходные данные для режима наибольших нагрузок приведены в таблицах приложения 10.

Анализ режима наибольших нагрузок: Получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10.5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Выбранные провода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линий представлено в таблице.

Таблица 3.3 Анализ режима наибольших нагрузок

3.4.3 Расчет и анализ режима наименьших нагрузок

Для режима наименьших нагрузок необходимо рассматривать минимальную нагрузку в системе в летний период. Считаем, что в летний период все компенсирующие устройства отключены.

Результаты расчета и исходные данные для режима наименьших нагрузок приведены в в приложении 10.

Анализ режима наименьших нагрузок: Получили в первом, третьем, четвёртом, пятом пунктах напряжение у потребителя больше требуемого ПУЭ U=10кВ, а во втором – меньше требуемого. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Выбранные провода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линий представлено в таблице.

Таблица 3.4

Анализ режима наименьших нагрузок

3.4.4 Расчет и анализ послеаварийного режима

а) Пусть произошло отключение одной цепи на наиболее загруженной линии ВЛ ИП1–2. Т.к. ПС2-ответвительная, то произойдёт отключение и одной цепи на линии ВЛ2–1.При этом оба трансформатора подстанции №1 остаются в работе, следовательно, изменятся только параметры линии ВЛ ИП1-2, ВЛ 2-1.

Результаты расчета и исходные данные для послеаварийного режима (ЛЭП) приведены в приложении 10.

Анализ: при отключении одной цепи наиболее загруженной линии получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10,5кВ.Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН.

Таблица 3.5

Анализ режима аварийного отключения одной цепи наиболее загруженной линии

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13